Biometano en España: marco normativo vigente y lo que viene (2026-2035)

El biometano en cifras

Cada cifra lleva su fuente y su fecha: se actualizan con cada boletín.

Conviene no mezclar magnitudes. Lo inyectado en 2025 fue el 38 % de la capacidad nominal de las plantas conectadas, lo que no significa por sí solo que trabajaran al 38 %: cuentan las fechas de arranque y cómo se calcula esa capacidad. El potencial de Sedigas es recurso accesible, no proyectos; los 20 TWh del PNIEC son un objetivo de planificación para todo el biogás; la cartera que de verdad se puede financiar es la que tiene sustrato contratado, permisos y conexión viable.

Las normas, por capas

Un proyecto de biometano toca cinco asuntos —la planta, la conexión a la red, la calidad del gas, su trazabilidad y la demanda—, cada uno con su norma:

La calidad del gas que se inyecta

Desde febrero de 2025 la especificación del biometano está en la tabla 4 de las Normas de Gestión Técnica del Sistema (Orden TED/181/2025), no en el antiguo protocolo de detalle PD-01. Los parámetros que más condicionan el diseño del upgrading y del análisis en continuo:

Los límites ampliados de O₂ (1 %) y CO₂ (4 %) se aplican en redes de 16 bar o menos sin flujo inverso hacia el transporte, y siempre que el punto de rocío del agua no supere −8 °C a 70 bar. Es la diferencia más práctica entre inyectar en distribución y en transporte: el oxígeno de 0,01 % obliga a cuidar la entrada de aire en la desulfuración biológica. Antes de comprar el upgrading, pide al operador los límites que aplicará a tu punto concreto. El análisis lo explicamos en cromatógrafos de proceso.

El camino de un proyecto con inyección

Muchos trámites corren en paralelo, pero tienen dependencias técnicas. En orden, con un ejemplo publicado en cada paso:

1. Emplazamiento y sustrato. Inventario de residuos con contratos, balance de materia y salida del digestato, y distancia a una red con capacidad. Un gasoducto a 200 m puede salir más caro que una red a 5 km si obliga a comprimir o si en verano no absorbe el caudal: deciden la presión y la demanda de la red.
2. Solicitud de conexión. Por el procedimiento telemático del operador que aprobó la CNMC en junio de 2025: orden de llegada para el biometano y presupuesto de hasta 3.000 €, que se devuelve si se deniega y se descuenta si se ejecuta. Enagás contaba 292 solicitudes viables a 30 de septiembre.
3. Implantación de la planta. Urbanismo y medio ambiente, de competencia autonómica. En la Comunitat Valenciana, una declaración de interés comunitario; en Aragón, la declaración de interés autonómico, que reduce los plazos a la mitad sin eximir de ningún requisito.
4. Autorización de la conexión. En transporte, la Dirección General de Política Energética y Minas: en mayo de 2026 autorizó cuatro posiciones de 0,3 a 0,8 M€. En distribución, la comunidad autónoma: en Sevilla, una conexión de 137 m a 16 bar para 557 Nm³/h en Utrera (315.387 €, en información pública en agosto) y una red de 6,7 km a 16 bar en acero DN 6" para 1.000 Nm³/h del biometano de Montemarta-Cónica (1,41 M€, autorizada en mayo).
5. Módulo de inyección. Regulación o compresión, medida fiscal, análisis de calidad en continuo con corte automático y odorización. La presión de la red de destino —de 10 a 82 bar en los proyectos recientes— lo condiciona casi todo.
6. Puesta en servicio y garantías de origen. La planta se inscribe en el registro y el gas inyectado genera garantías, que es lo que permitirá a las comercializadoras cumplir su cuota. Un ejemplo reciente: Metabarri, en el Ecoparque de Artigas (Bilbao), arrancó en septiembre de 2026 con 25 M€ —más de 17 de fondos Next Generation—, hasta 50.000 t/año de residuo orgánico e inyección en la red de transporte.

Quién paga la conexión

España es de los países donde el productor asume más: la conexión, los refuerzos para el flujo inverso —única en la UE— y la operación de ese flujo inverso. El detalle, en quién paga conectar una planta.

La referencia que suele citarse es Alemania, con un matiz importante: su régimen especial está terminando. Bajo el antiguo reglamento de acceso a la red de gas (GasNZV, § 33), el operador pagaba el 75 % y el productor el 25 %, con un tope de 250.000 € para el productor si la conexión no pasaba de 1 km; entre 1 y 10 km seguía el 75/25 sin tope, y por encima de 10 km el productor pagaba el sobrecoste. Ese reglamento decayó el 31-12-2025 y la ley alemana de la energía solo lo mantiene para las conexiones cuyo anticipo llegue al operador antes de que acabe 2026. Lo que venga después lo marcará la transposición del paquete europeo, en Alemania y en España.

Mientras tanto, dos piezas españolas pueden cambiar el reparto: el proyecto de real decreto, que hace del flujo inverso un activo del sistema, y las circulares de la CNMC, que desde 2027 pagan a los operadores por conectar gases renovables.

Calendario 2025-2035

Lo cierto y lo previsto, separados:

Lo que queda abierto

• El real decreto de cuotas: es la pieza que convierte el objetivo en demanda. Tendrá que cambiar, además, su remisión a las garantías de origen, que el borrador situaba en una norma que el RD 611/2026 ha sustituido.
• La transposición del paquete europeo del gas, con el acceso a la red y el reparto de costes como asuntos principales y un procedimiento de infracción abierto.
• Dónde va la analítica de calidad cuando varias plantas comparten una línea: en cada planta, como pide la CNMC, o aguas abajo.

Antes de comprometer la inversión

Una lista corta de lo que conviene tener cerrado antes de la decisión final:

• Sustrato con contratos y rendimiento justificado por tipo de residuo.
• Ruta urbanística y ambiental identificada, y salida del digestato resuelta.
• Respuesta del operador con punto de conexión, presión, capacidad y límites de calidad.
• Coste y titularidad de la línea, el módulo de inyección y los refuerzos, con escenarios.
• Balance energético del upgrading y control de sus emisiones de metano.
• Registro de la instalación y estrategia de garantías de origen.
• Contrato de venta probado con escenarios de precio y con y sin la cuota.

Qué significa para tu proyecto

Si promueves una planta, lo que más pesa en el diseño ya está en vigor: la presión de la red de destino, el caudal mínimo de arranque y la tabla 4 de calidad definen el módulo de inyección, y en España lo pagas tú. Lo explicamos en inyección de biometano a la red y en análisis de calidad con cromatógrafo. Si eres consumidor, tu instalación no cambia: cambian el coste del CO₂ y lo que puedes acreditar, como contamos en por qué el biometano no pagará CO₂ en la calefacción.